Система измерений количества и параметров нефти сырой ОАО "Нефтяная компания "Магма" Нет данных

Описание

Система измерений количества и параметров нефти сырой ОАО "Нефтяная компания "Магма" Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 52541-13 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 60. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: ЗАО "ИПФ "Вектор", г.Тюмень.

Требуется ли периодическая поверка прибора?

Наличие периодической поверки: Да. Периодичность проведения поверки установлена изготовителем средства измерения и составляет: 1 год
Узнать о ее сроках можно также в техническом паспорте, который прилагается к данному прибору.

Допускается ли поверка партии?

Допущение поверки партии приборов: Нет.

Методика поверки:

Система измерений количества и параметров нефти сырой ОАО "Нефтяная компания "Магма" Нет данных.

С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Файл не найден, для получения обратитесь в архив ФГБУ «ВНИИМС»
Документ содержит последовательность действий, реализация которых позволит подтвердить соответствие прибора метрологическим требованиям, принятым при утверждении типа средства измерений.

Описание типа:

Система измерений количества и параметров нефти сырой ОАО "Нефтяная компания "Магма" Нет данных.

С более детальным описанием прибора можно ознакомиться по ссылке: Описание прибора: Скачать. Документ содержит технические, метрологические характеристики, данные о погрешности измерения и другую полезную информацию.

Изображение
Добавить к заказу
Продать СИ
Номер в госреестре
52541-13
НаименованиеСистема измерений количества и параметров нефти сырой ОАО "Нефтяная компания "Магма"
Обозначение типаНет данных
ПроизводительЗАО "ИПФ "Вектор", г.Тюмень
Описание типаСкачать
Методика поверкиФайл не найден, для получения обратитесь в архив ФГБУ «ВНИИМС»
Межповерочный интервал (МПИ)1 год
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ 60
НазначениеСистема измерений количества и параметров нефти сырой ОАО «Нефтяная компания «Магма» (далее СИКНС) предназначена для измерения массы сырой нефти, поступающей с ДНС Южного и Орехово-Ермаковского месторождения ОАО «НК «Магма» на ЦПС-1 Северо-Ореховского месторождения ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз».
ОписаниеСИКНС реализует прямой метод динамических измерений массы сырой нефти. Сигналы с первичных измерительных преобразователей, предназначенных для измерения массы, плотности, объемной доли воды в нефти, температуры и давления, поступают в систему сбора и обработки информации, которая принимает, обрабатывает информацию о количестве и параметрах качества нефти сырой, производит вычисление, индикацию и регистрацию результатов измерений. СИКНС состоит из функционально объединенных блоков: - блока измерительных линий (БИЛ), предназначенного для непрерывных измерений массы нефти, проходящей по измерительным линиям (одна измерительная рабочая линия и одна контрольная, с функцией резервной); - блока измерений параметров качества нефти (БИК), предназначенного для постоянного измерения показателей качества нефти (плотность, влагосодержание); - блока трубопоршневой установки (ТПУ), предназначенного для проведения поверки и контроля метрологических характеристик счетчиков расходомеров массовых СИКНС; - системы сбора и обработки информации (СОИ), предназначенной для сбора и обработки информации поступающей с измерительных преобразователей, для вычислений, индикации и регистрации результатов измерений. СОИ и технологическая схема СИКНС обеспечивают выполнение следующих функций: - измерение в автоматическом режиме: 1) массового расхода сырой нефти по каждой измерительной линии и в целом по СИКНС; 2) объемной доли воды в сырой нефти; 3) давления в БИЛ и БИК, ТПУ; 4) температуры в БИЛ и БИК, ТПУ; 5) плотности нефти; - расчет в автоматическом режиме: 1) суммарной массы брутто сырой нефти от начала отчетного периода и за отдельные периоды (2 часа, смена, сутки, с начала партии); 2) массы нетто нефти с учетом параметров качественного состава сырой нефти (плотность, влагосодержание, массовая доля механических примесей, массовая концентрация хлористых солей), измеренных или введенных вручную по результатам лабораторного анализа за отдельные периоды (2 часа, смена, сутки, с начала партии); 3) средних значений температуры, давления, влагосодержания нефти рассчитанных для отдельных периодов (2 часа, смена, сутки, с начала партии); - автоматическая обработка результатов поверки и контроля метрологических характеристик средств измерений; - световая и звуковая сигнализация аварийных состояний СИКНС и выхода характеристик нефти за установленные пределы; - передача измеряемых и расчетных параметров в АРМ оператора СИКНС. Вид измерительной системы в соответствии с классификацией ГОСТ Р 8.596-2002: ИС-2.
Программное обеспечениеСИКНС имеет аттестованное программное обеспечение (ПО). ПО представлено встроенным прикладным ПО измерительно-вычислительного комплекса «Вектор-02» и ПО автоматизированного рабочего места оператора «АРМ Вектор». Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1. Таблица 1
Наименование программного обеспеченияИдентификационное наименование программного обеспеченияНомер версии (идентификационный номер) программного обеспеченияЦифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения
Измерительно-вычислительный комплекс «Вектор-02» на базе контроллера MicroPCicc 6.4.181AB6AECДля вычисления использована программа Arpoon Checksum Version 1.5
Автоматизированное рабочее место оператора «АРМ Вектор»Start.gdf9.13AC7F9EE3Для вычисления использована программа Arpoon Checksum Version 1.5
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений «С» по МИ 3286-2010. Монтаж и наладка СИКНС осуществляется непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией СИКНС и эксплуатационными документами ее компонентов. Фото 1 Общий вид СИКНС
Метрологические и технические характеристики СИКНС Пределы измерений: - массового расхода СИКНС, т/чот 15 до 80 - давления, МПаот 0,6 до 4,0 - температуры, (С от + 5 до ( 30 - плотности, кг/м3от 785 до 950 - объемной доли воды в сырой нефти, %до 30 Пределы допускаемой относительной погрешности измерений: - массы брутто сырой нефти,  % ( 0,25 - масса нетто (объемная доля воды в сырой нефти менее 5 %), %( 0,35 - масса нетто (объемная доля воды в сырой нефти свыше 5 до 10 %), %( 0,4 - масса нетто (объемная доля воды в сырой нефти свыше 10 до 20 %), % ( 1,5 - масса нетто (объемная доля воды в сырой нефти свыше 20 до 30 %), %( 2,5 Пределы допускаемой приведенной погрешности измерения давления, %( 0,5 Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения температуры, оС ( 0,2 Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения объемной доли воды в сырой нефти, % (где W- показания влагомера, объемная доля воды, %) ( (0,15+0,015W) Предел допускаемой погрешности преобразования плотности, кг/м3( 0,3 Условия эксплуатации: Температура окружающего воздуха: - для первичных измерительных преобразователей, оСот 0 до + 50 - для ИВК и АРМ оператора верхнего уровня, оСот + 5 до + 40 Режим работы непрерывный Напряжение питания переменного тока с частотой (50 ± 1) Гц 380 /
Комплектность
Наименование и тип средства измеренийМетрологические характеристикиКол-воНомер Госреестра
Блок измерительных линий
Счетчик-расходомер массовый Miсro Motion CMF 300 (контрольный)Верхний предел расходов 272 т/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,2 %145115-10
Счетчик-расходомер массовый Miсro Motion CMF 300 (рабочий) Верхний предел расходов 272 т/ч, пределы допускаемой относительной погрешности ± 0,25 %145115-10
Датчик температуры 644 Диапазон измерений от 0 до + 50 °С, допускаемая абсолютная погрешность ± 0,2 ºС339539-08
Преобразователи давления измерительные EJX 530АВерхний предел измерений 4,0 МПа, предел допускаемой приведенной погрешности ± 0,25 %428465-09
Блок измерения параметров качества нефти
Влагомер нефти поточный УДВН-1пм4Верхний предел измерений 30 %, предел допускаемой абсолютной погрешности ± (0,15+0,015W) %214557-10
Преобразователи плотности жидкости измерительные «Solartron» 7835Диапазоне измерений от  700 до 1100 кг/м3 , предел допускаемой погрешности преобразования плотности ( 0,3 кг/м3 115644-06
Датчик температуры 644 Диапазон измерений от 0 до + 50 °С, допускаемая абсолютная погрешность ± 0,2 ºС139539-08
Преобразователи давления измерительные EJX 530А Верхний предел измерений 4,0 МПа, предел допускаемой приведенной погрешности ± 0,25 %128465-09
Блок трубопоршневой поверочной установки
Установка трубопоршневая ТПУ «Сапфир МН-100-6,3»Qмах100 м3/ч, Ру 6,3 МПа, 2-го разряда141976-09
Датчик температуры 644 Диапазон измерений от 0 до + 50 °С, допускаемая абсолютная погрешность ± 0,2 ºС239539-08
Преобразователи давления измерительные EJX 530А Верхний предел измерений 4,0 МПа, предел допускаемой приведенной погрешности ± 0,25 %228465-09
Блок управления
Измерительно-вычис-лительный комплекс ИВК «Вектор-02»Предел допускаемой относительной погрешности ± 0,05 %143724-10
АРМ-оператора1
Комплект документации
Инструкция по эксплуатации, экз.1
Методика поверки, экз.1
Поверкаосуществляется по методике поверки МП 52541-13 «Инструкция ГСИ. Система измерений количества и параметров нефти сырой ОАО «Нефтяная компания «Магма». Методика поверки», утвержденной 10 августа 2012 г. ГЦИ СИ ФБУ «Тюменский ЦСМ». Перечень основного поверочного оборудования указан в таблице 2. Таблица 2
Средства измеренийХарактеристики средств измерений
Устройство для поверки вторич-ной измерительной аппаратуры узлов учета нефти (УПВА)Диапазон измерения по току 0-20 мА, по частоте до 15000Гц, предел допускаемой относительной погрешности ± 0,025 %
Магазин сопротивлений Р4831 Диапазон сопротивлений от 0 до 300 Ом;погрешность не более ( 0,02 %
Эталонный плотномер типа МД-02Диапазон измерений от 660 до 980 кг/м3 , допускаемая абсолютная погрешность ( 0,1 кг/м3
Калибратор давленияДиапазон давлений от 0 до 10,0 МПа, класс точности 0,04
Калибратор температурыДиапазон температур от минус 50 до +50 оС; допускаемая абсолютная погрешность не более ( 0,05 оС
Преобразователи плотности жидкости измерительные «Solartron» типа 7835Диапазон плотностей от 700 до 1100 кг/м3; погрешность измерения не более ( 0,30 кг/м3 (в составе СИКНС)
Трубопоршневая установка 2 разряда «Сапфир М-100-6,3»Диапазон расхода (8 -100) м3/ч , 2-го разряда (в составе СИКНС)
Примечание: возможно применение других эталонных средств измерений с характеристиками не хуже указанных выше.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе измерений количества и параметров нефти сырой ОАО «Нефтяной компании «Магма» - ГОСТ Р 8.615-2005 ГСИ Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования; - ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения; - Р 50.2.068-2009 Рекомендации по метрологии. ГСИ. Средства измерений количества сырой нефти и нефтяного газа. Нормируемые метрологические характеристики; - МИ 2693-2001 Рекомендация. ГСИ. Порядок проведения учета сырой нефти на нефтедобывающих предприятиях. Основные положения. Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений: - товарообменные операции.
Заявитель: ЗАО «ИПФ Вектор», 625031, РФ г. Тюмень, ул. Шишкова, 88, тел. (3452) 388-720, факс 388-727, Е-mail: sekretar@ipfvektor.ru
Испытательный центр: Государственный центр испытаний средств измерений ФБУ «Тюменский ЦСМ», аттестат аккредитации № 30024-11. 625027, г. Тюмень, ул. Минская, д. 88, тел (3452) 206-295, т/факс (3452) 280-084, Е-mail: mail@csm72.ru.